Электрификация блочно-комплектных установок нефтяной промышленности - Построение схем электроснабжения блочных технологических установок в нефтяной промышленности

Нефтедобывающая промышленность интенсивно оснащается высокопроизводительными машинами и механизмами. К таким механизмам относятся насосы для законтурного заводнения типа ЦН с электродвигателями мощностью 800, 1250 и 1600 кВт, насосы с электродвигателями мощностью до 630 кВт на дожимных станциях, буровые установки мощностью 1500—2000 кВт, высокопроизводительные электропогружные насосы мощностью 75, 100 кВт.
Осваиваются электропогружные насосы мощностью 500 кВт.
Специфические особенности потребителей электроэнергии нефтяных промыслов, заключающиеся в разбросанности по большой территории с различными климатическими условиями, качественном и количественном изменении их нагрузок с течением времени в связи с обводненностью нефтяных пластов, наличием токоприемников с пульсирующим графиком нагрузки (станки-качалки) с одной стороны и ответственность этих потребителей с другой стороны, требуют подхода к построению электрических сетей нефтепромысла, отличающегося во многом от построения схем общепромышленных объектов с сосредоточенной нагрузкой.
Анализ ущерба, нанесенного нефтепромыслам Миннефтепрома в течение ряда лет перерывами в электроснабжении, показывает, что его величина находится в прямой зависимости от надежности сети 6 кВ.
За последние годы наблюдается значительное увеличение электрических нагрузок как на старых нефтепромыслах за счет обводнения нефтяных пластов, так и на новых за счет интенсивного внедрения системы заводнения, высокопроизводительных электропогружных насосов и интенсивного эксплуатационного бурения.
Нефтепромыслы Поволжья и Урала расположены в районах, которые характеризуются интенсивным гололедообразованием, грозами и ураганными ветрами.
Наибольшее число аварийных отключений ВЛ—6 кВ происходит в весеннее время и грозовой период. Увеличивается число аварийных отключений и в период гололедообразования.
Бесперебойное электроснабжение в соответствии с теорией надежности, количественно определяется математическим ожиданием числа отключений и вероятностью безотказной работы каждой группы системы за определенный период времени.
При рассмотрении недоотпуска электроэнергии необходимо исходить из длительности отключения отдельных элементов системы электроснабжения НГДУ. Средняя длительность одного простоя какого-либо элемента оценивается его ремонтнопригодностью: Тав = Тав/п, где Тав — суммарная длительность простоев; п — число отключений.
В таблицах 30, 31 приведены вероятностные характеристики надежности электроснабжения НГДУ Южарланнефть объединения Башнефть, полученные при обработке статистического материала на ЭВМ „Минск-32".
Как показывает анализ характеристик в табл. 31, процентное соотношение отдельных видов повреждений BJI-6 кВ в среднем совпадает по нефтепромыслам Поволжья и Урала. По данным Управления главного энергетика Миннефтепрома, это соотношение составляет: обрыв провода — 23,6 %, схлестывание — 18,5 %, срыв изоляторов — 26,48 %, прочие причины — 31,5 %.
Объективной оценкой состояния сети 6 кВ являются такие показатели как общая удельная повреждаемость сети Уп = N/1; удельный ущерб Ун = Т/N, где N — число отключений за рассматриваемый период; I — протяженность линий на рассматриваемом участке; Г — количество потерянной нефти при перерыве питания, т.
Высокая удельная повреждаемость указывает на низкое качество электрооборудования (сцепная арматура, разъединители и т.д.) или неудовлетворительное профилактическое обслуживание.
Высокий удельный ущерб говорит об отключениях, связанных с тяжелыми авариями.
Воспользовавшись показателем частной удельной повреждаемости, можно записать выражения для вероятности аварийного простоя отдельных элементов сети 6 кВ:
для трансформаторного пункта 6/0,4 кВ
Показатели повреждаемости сети 6 кВ

Таблица 31

Показатели надежности сети 6 кВ

Расчетные затраты при усилении ВЛ зависят от коэффициента ограничения е. Необходимо отметить, что достоверные значения этого коэффициента могут быть выявлены только после накопления определенного опыта эксплуатации усиленных линий 6 кВ различных конструкций в сочетании с различными схемами электроснабжения.
б). Организационными мероприятиями, которые могут быть осуществлены при оснащении оперативно-диспетчерских служб запасом материалов и оборудования на случай аварий, транспортными средствами повышенной проходимости, средствами радиосвязи, приборами для отыскания мест повреждения, необходимым числом оперативных бригад, внедрением технологии ремонта ВЛ-6 кВ под напряжением и плавки гололеда для ВЛ-6 кВ, проходящих в IV и особо гололедных районах.
в). Внедрением новых проводниковых и изоляционных материалов и передовых методов монтажа. К таким материалам, в частности, относятся „Алдрей" и „Стальалдрей" — проводниковые материалы на основе сплава алюминия с магнием или кремнием. Эти сплавы обладают значительно большой прочностью, чем алюминий. „Алдрей" на 25 % легче сталеалюминиевого провода, у него меньшая стрела провеса. Все это позволяет строить линию с меньшей высотой опор и большими пролетами. В целом линия становится дешевле на 10 %. Особенно целесообразно применять „Алдрей" для гололедных районов. Следует широко внедрять соединение проводов методом взрыва в пролете на высоте без применения специальных прессовальных станков. При этом качество соединения получается очень высоким. По этому способу на провод надевается специальная муфта, в которой запрессован провод со взрывчаткой. Поджигается бикфордов шнур, происходит взрыв и обжатие. По данным Всесоюзного научно-исследовательского института электроэнергетики (ВНИИЭТ), новые проводниковые материалы и новые способы соединения проводов нашли широкое применение за рубежом.
г). Соблюдением проектных решений при строительстве ВЛ-6 кВ. При отступлении от проектов по трассе и сечению проводов изменяются параметры релейной защиты, которые, как правило, не пересчитываются, что приводит к частым отказам релейной защиты, и следовательно, к аварийным повреждениям как элементов сети 6 кВ, так и токоприемников (электродвигателей, трансформаторы).
Наличие на нефтепромысле насосных станций с электродвигателями, относительно большой мощности, оказывает существенное влияние на конфигурацию и схему нефтепромысловой сети 6 кВ. Рассмотрим существо этого вопроса на примере обустройства нефтепромысла объектами законтурного заводнения — БКНС. В зависимости от технологических параметров процесса нефтедобычи расчетная мощность БКНС колеблется примерно в пределах 2500—1000 кВт. Для электроснабжения БКНС широко применяются комплектные распределительные устройства 6— 10 кВ типа К-47 и блочные комплектные подстанции 35/6(10) кВ типа КТПБ Куйбышевского завода „Электрощит" Минэнерго и, частично, Чирчикский трансформаторный завод. Номенклатура этих изделий ограничена. Так, например, для климатических условий Западной Сибири они непригодны по температурным параметрам. Между тем в районах Западной Сибири происходит основной прирост мощностей объектов нефтедобычи. Миннефтепром имеет крайне ограниченные фонды на получение распределительных устройств из камер К-47 и подстанций типа КТПБ. Завод „Электрощит" поставляет КТПБ только с шестью ячейками для отходящих линий 6—10 кВ. Получение КТПБ на большее число ячеек для отходящих линий требует специального согласования с заводом при условии наличия соответствующих фондов. Все это приводит к созданию дополнительных блоков РУ 6(10) кВ, являющихся лишним звеном в системе электроснабжения.
Так, в частности, ранее для возможности осуществления электроснабжения БКНС на нефтепромыслах Западной Сибири заводами Мингазпрома изготавливались блоки РУ 6 кВ, в которых устанавливались камеры внутренней установки типов K-XII; K-XVI.
Для транспортировки водным и автомобильным транспортом в условиях Западной Сибири блок РУ выполнялся с возможностью подключения к нему не более 4-х двигателей 6 кВ. При установке на одной площадке более 4-х насосов монтировалось несколько блоков РУ 6 кВ. Учитывая изложенные факторы, рассмотрим возможные варианты схемы электроснабжения на примере БКНС на 15 насосов. Такая БКНС проектировалась для Усть-Балыкского нефтяного месторождения. Возможны БКНС и с другим числом насосов как для промыслов Западной Сибири, так и для других нефтяных районов.
БКНС закачивает в нефтяной пласт сточные воды, поступающие от термохимических установок нефтесборных парков и других технологических установок, и до 1 января 1985 г. относились ко II категории по степени надежности электроснабжения для всех нефтяных районов.

Рис. 20. Схема совмещенного РУ 6 кВ КТПБ и БКНС (2 трансформатора)

Рис. 21. Схема совмещенного РУ 6 кВ КТПБ и БКНС (4 трансформатора)
Схемы приведены на рис. 20, 21, 22, 23. В схеме рис. 19 предусматривается установка двух КТПБ-35/6 кВ без РУ 6 кВ на подстанции. Она отличается высокой надежностью благодаря дроблению трансформаторной мощности на подстанции. К недостаткам ее следует отнести: конструктивное усложнение, связанное с расщеплением выводов 6 кВ у трансформатора; возможность осложнения подключения двух КТПБ к BЛ-35 кВ; осложнения, связанные с установкой аппаратуры релейной защиты трансформатора. Последнее вызывается тем, что из-за отсутствия РУ 6 кВ завод „Электрощит" не поставляет аппаратуру релейной защиты силового трансформатора и ее приходится заказывать и монтировать дополнительно вне блоков КТПБ. При этом нарушается принцип блочности.

Рис. 22, Схема питания БКНС и других нефтепромысловых потребителей

Рис. 23. Схема питания БКНС без РУ 6 кВ при подстанции
Схеме рис. 20 присущи почти все недостатки схемы рис. 19. Кроме того существенным недостатком ее является то, что схема АВР, работающая при исчезновении напряжения на одном из трансформаторов КТПБ должна действовать здесь на выключатели вводов, а не на секционный выключатель 6 кВ блока РУ 6 кВ, так как последний в нормальном режиме работы включен. При этом снижается и надежность схемы, так как при повреждениях на шинах 6 кВ полностью обесточивается блок РУ 6 кВ.

Схемы рис. 20 и 21 могут применяться в работах с температурой окружающей среды ниже —40 °С.
Схема рис. 22 предусматривает возможность подключения к КТПБ не только БКНС, но и других нефтепромысловых потребителей. Она может применяться в районах с температурой окружающей среды не ниже —40 °С при условии ограничения фондов на получение камер К-47. В схеме рис. 22 блок РУ 6 кВ при БКНС исключен. Все присоединения потребителей выполнены непосредственно к РУ 6 кВ КТПБ. Эта схема содержит минимум коммутационной аппаратуры и является, на наш взгляд, наиболее совершенной из рассмотренных схем. Она имеет и явные экономические преимущества по капитальным затратам, что подтверждается технико-экономическим сравнением вариантов, приведенным в табл. 32.
Институтом Башнипинефть разработан типовой проект БКНС (ТП 402-11-53/74) со встроенными комплектными подстанциями КТПБ— 35/6-10 кВ Куйбышевского завода „Электрощит". Он предназначен для обустройства нефтепромыслов при совместном питании от этих подстанций как потребителей БКНС, так и других нефтепромысловых нагрузок (ДНС, буровые, нефтяные скважины и т.п.).
В таблице 33 приведены условия применения различных БКНС со встроенными КТПБ в зависимости от типа и числа насосов БКНС.
На рис. 24 приведена электрическая схема коммутации БКНС с КТПБ-35/6 (10) кВ, на рис. 25 — пример компоновки генплана такой БКНС на 4 насоса.
На нефтепромыслах Западной Сибири, и в частности, на Усть-Балыкском месторождении НГДУ Юганскнефть внедрена прогрессивная система законтурного заводнения. Сущность этой системы заключается в том, что вместо наземных КНС применяются высоконапорные погружные насосы с электродвигателями ПЭДП-500, которые опускаются в скважины, пробуренные до сеноманского горизонта. Вода сеноманского горизонта закачивается этими насосами в нефтяной пласт для поддержания пластового давления.
Данная система позволяет отказаться от дорогостоящих водозаборных сооружений, значительно упрощает систему разводящих трубопроводов, а также удешевляет строительство КНС, так как подземная КНС, оборудованная погружными насосами, значительно дешевле наземной.
Внедрение высоконапорных насосов с электродвигателями ПЭДП-500 в системе поддержания пластового давления оказывает существенное влияние на выбор схемы электроснабжения нефтепромысла в связи с тем, что этот электродвигатель имеет относительно большую мощность (500 кВт) и выпускается заводом на напряжение 3 кВ. По сообщению завода-изготовителя применение другого стандартного напряжения на зажимах электродвигателя ПЭДП-500 нецелесообразно по технико-экономическим показателям. Например, при напряжении 500 В существенно возрастают габариты двигателя из-за увеличения тока при данной мощности, а при напряжении 6 кВ они возрастают из-за усиленной изоляции.

Таким образом, напряжение 3 кВ для этого электродвигателя является оптимальным.
Выводы о принятии наиболее рациональной схемы при наличии двух напряжений на первом этапе проектирования могут быть сделаны только на основании технико-экономического сравнения вариантов. Существенное значение здесь имеет: число скважин, оборудованных электродвигателями ПЭДП-500, расстояния между ними, число линий 6 кВ для питания нефтепромысловых потребителей (скважины, ГТУ, ДНС). При этом возможны следующие схемы питания группы нефтепромысловых потребителей, рассматриваемые на примере участка Усть-Балыкского нефтяного месторождения:
а) подстанция 35/6 кВ с двумя трансформаторами по 4000 кВА имеет двухсекционное распределительное устройство, оборудованное устройством автоматического включения секционного масляного выключателя (АВР) (рис. 26); к РУ 6 кВ подключено девять отходящих линий 6 кВ," иэ которых пять питают электродвигатели ПЭДП-500 и четыре — прочие нефтепромысловые нагрузки; каждый электродвигатель ПЭДП-50 подключен к индивидуальному трансформатору ТМ-1000- -6/3,15 кВ; управление электродвигателем осуществляется от комплектного устройства типа КУПНО, в котором устанавливается трансформатор питания оперативных цепей, распределительное устройство 6 кВ из двух ячеек КРУ-2-10П и станция управления;
б) на подстанции 35/6,3—35/3,15 кВ с двумя трансформаторами по 400 кВ-A к секции шин напряжением 3,15 кВ подключены электродвигатели ПЭДП-500 радиальными линиями, а линии 6 кВ прочих нефтепромысловых потребителей — к секции шин 6 кВ (рис. 27); таким образом, в этой схеме отсутствует резерв по мощности в связи с тем, что секции шин имеют разные напряжения.

Рис: 24. Схема КТПБ-35/6 (10) кВ при БКНС

Рис. 25. Компоновка генплана БКНС с КТПБ-35/6 (10) кВ:
1 — КТПБ-35/6 (10) кВ; 2 — блок гребенки; 3 — блок управления; 4 — блок низковольтной аппаратуры; 5 — бытовые помещения; б — блоки насосных агрегатов; 7 — резервуар
По капитальным затратам схема „б" имеет явное преимущество перед схемой „а" за счет отсутствия индивидуальных трансформаторов ТМ 1000, ячеек 6 кВ и трансформаторов собственных нужд в комплектном устройстве КУПНО. Экономия по этим затратам в рассматриваемом периоде составляет около 25 тыс.руб. В рассматриваемом примере выход из строя трансформатора 35/6 кВ или повреждение секции шин 6 кВ на подстанции по схеме „б" приведет к остановке участка промысла в 40 скважинах.

Рис. 26. Схема питания погружных установок ПЭДП-500 с АВР на РУ 6 кВ подстанции

Рис. 27. Схема питания погружных установок ПЭДП-500 при наличии двух напряжений 63 и 3,15 кВ на подстанции
Принимая за средний дебит скважин 100 т/сут, суточная потеря нефти составит 40-100 = 4000 т.
Учитывая крайне тяжелые дорожные условия нефтепромыслов Западной Сибири, отсутствие складского резерва трансформаторов, перерыв электроснабжения может в общей сложности составить более 24 ч. Тогда экономически целесообразной окажется схема „а", так как длительная остановка насосов с электродвигателями ПЭДП-500 при выходе из строя трансформатора 35/3,15 или секции шин 3,15 кВ приведет к падению пластового давления и, следовательно, к большим непроизводительным расходам электроэнергии, связанным с восстановлением давления в пласте.
Особую группу потребителей электроэнергии в нефтяной промышленности составляют блочные нефтеперекачивающие насосные станции магистральных нефтепроводов.
Объекты нефтепроводного транспорта являются одним из наиболее энергоемких потребителей предприятий нефтяной промышленности, где общая установленная мощность электродвигателей 10 кВ основных и поднапорных насосов только для одной головной нефтеперекачивающей станции составляет более 40 000 кВт.
Единичные мощности электродвигателей для привода высокопроизводительных центробежных насосов достигли соответственно 4000, 6300 и 8000 кВт на напряжение 6—10 кВ. Подготавливаются к производству для нужд нефтепроводного транспорта новые синхронные электродвигатели серии СТД единичной мощностью 10 000 и 12 500 кВт. Все это предъявляет высокие требования к схемам электроснабжения.
Общей тенденцией в решении схемы внешнего электроснабжения МПС является организация глубокого ввода высокого напряжения. При этом схема подстанции 110—220 кВ должна быть увязана со схемой внутреннего электроснабжения НПС и учитывать ее перспективы развития.

Схемы электрических соединений подстанций с трансформаторами 40—63 MB A на напряжения 110—220 кВ для питания электроприемников HПC рекомендуется выполнять следующим образом:
а) для питания электроприемников НПС следует применять подстанцию с двумя трансформаторами с расщепленными обмотками (без РУ 6 (10)- кВ подстанции); РУ 6 (10) кВ площади НПС следует питать от подстанции по четырем линиям (рис. 28);
б) для питания электроприемников НПС двух нефтепроводов, расположенных на одной площадке, рекомендуется применять подстанцию с тремя трансформаторами с расщепленными вторичными обмотками (без РУ 6 (10) кВ при подстанции); причем РУ 6 (10) кВ НПС-1 иРУ 6 (10) кВ НПС-2 питаются каждое от своего трансформатора по двум линиям; третий трансформатор находится в горячем резерве и подключен к РУ 6 (10) кВ НПС-1 и НПС-2 двумя линиями;
в) для питания электроприемников НПС трех нефтепроводов, расположенных на одной площадке, следует применять подстанцию с четырьмя трансформаторами с расщепленными вторичными обмотками (беэ РУ 6 (10) кВ при подстанции); причем РУ 6 (10) кВ НПС-1, НПС-2 и НПС-3 питаются каждое от своего трансформатора по двум линиям, четвертый трансформатор находится в горячем резерве и подключен к РУ 6 (10) кВ и НПС-1, НПС-2 и НПС-3 двумя линиями.

Рмс. 28. Схема питания НПС с электродвигателями СТД-8000-12000 кВт
Схемы внутреннего электроснабжения, как правило, должны строиться таким образом, чтобы все ее элементы постоянно находились под нагрузкой и чтобы при аварии с одним из элементов, оставшиеся в работе могли бы принять на себя его нагрузку путем перераспределения ее между собой с учетом допустимой перегрузки. При этом должна применяться, как правило, раздельная работа линий и раздельная работа трансформаторов с использованием перегрузочной способности указанных элементов в аварийных режимах и с применением автоматического ввода резерва (АВР). Напряжение 10 кВ следует применять на вновь проектируемых площадках НПС. Напряжение 6 кВ допускается только при реконструкции существующих НПС, имеющих двигатели напряжением 6 кВ и подстанции 6/0,4—0,23 кВ.
Для электроснабжения злектроприемников НПС на напряжение 6— 10 кВ следует предусматривать закрытое распредустройство (ЗРУ), размещаемое на площадке станции. При размещении на одной площадке нескольких НПС разных нефтепроводов рекомендуется предусматривать одно ЗРУ 6 (10) кВ.
Для электроснабжения злектроприемников НПС I и II категорий надежности следует предусматривать КТП с двумя трансформаторами; для потребителей III категории следует применять КТП с одним трансформатором, при этом КТП следует встраивать в здание магистральной и подпорной насосной, а также применять отдельностоящие КТП в зависимости от территориального размещения нагрузок (в основном для резервуары парков). Схемы распределения электроэнергии от ЗРУ 6 (10) кВ к КТП могут применяться, как радиальные, так и магистральные в зависимости от территориального размещения нагрузок, их величины и от требуемой степени надежности питания нагрузок. Электроснабжение встроенных в здания магистральных и подпорных насосных КТП с
двумя трансформаторами следует осуществлять по двум радиальным линиям, присоединяемым непосредственно к разным секциям шин ЗРУ 6 (10) кВ. При этом на вводе в КТП отключающий аппарат не устанавливается.
При магистральном питании КТП на вводе к трансформатору обычно устанавливаются отключающие аппараты, обеспечивающие селективное отключение при повреждении или ненормальном режиме работы трансформатора.
Способ передачи электроэнергии от подстанции до НПС зависит от расчетной ее мощности удаленности от подстанции энергосистемы, схемы подстанции, типа коммутационного электрооборудования РУ 6 (10) кВ подстанции энергосистемы и РУ НПС, а также от мощности электродвигателей перекачивающих насосов НПС. В зависимости от сочетания этих факторов и влияния каждого иэ них возможны следующие схемы электроснабжения.
1. Радиальная схема с передачей электроэнергии до НПС двумя кабельными линиями. Имеются РУ 6 (10) кВ как на подстанции, так и на НПС. РУ 6 (10) кВ НПС двухсекционное с АВР секционного выключателя (рис. 29).

Рис. 29. Радиальная схема питания НПС по кабельным линиям
Схема применяется при относительно небольшой мощности НПС с установкой 4—6 электродвигателей насосов мощностью до 5000 кВт. Наличие двух РУ 6 (10) кВ на подстанции энергосистемы и на НПС диктуется, в данном случае, тем, что подстанция принадлежит Минэнерго, a HI1C Миннефтепрому, а также большим количеством районных потребителей 6 (10) кВ.
2. Радиальная схема с передачей электроэнергии до НПС четырьмя кабельными линиями РУ 6 (10) кВ подстанции и НПС четырехсекционные.
Необходимость дробления шин на 4 секции зависит от мощности и схемы силового трансформатора на подстанции мощности токов короткого замыкания в данной точке сети с учетом подпитки места короткого замыкания от электродвигателей НПС и отключающей способности масляных выключателей 6—10 кВ.
При установке двух трансформаторов 110/6 (10) кВ мощностью 25 MB-А и выше, РУ 6 (10) кВ подстанции энергосистемы выполняется только четырехсекционным, так как они выпускаются с расщепленной обмоткой 6—10 кВ.
Необходимость выполнения четырех секций шин в РУ НПС возникает тогда, когда мощность к.з. на стороне 6 (10) кВ с учетом подпитки места к.э. от электродвигателей НПС превышает отключающую способность масляных выключателей, устанавливаемых в РУ 6 (10) кВ НПС, а также когда требуется равномерно загрузить трансформаторы на подстанции. Необходимо отметить, что наличие двух РУ 6 (10) кВ (на подстанции и на НПС) в непосредственной близости вызывает удорожание строительства, так как фактически эти РУ дублируют друг друга.

Минэнерго и Миннефтепром постановили, что во всех случаях, даже, когда кроме технологических нагрузок НПС к шинам 6 (10) кВ подключаются и радиальные потребители, необходимо выполнять одно совмещенное РУ 6 (10) кВ. При этом в зависимости от конкретных условий устанавливаются границы эксплуатационного и ремонтного обслуживания, а также балансовая принадлежность РУ 6 (10) кВ в целом как отдельных его частей.
Наиболее распространенные варианты границ обслуживания, которые могут встретиться на практике, следующие.
Вариант I.
Оборудование распределительного устройства первичного напряжения и силовые трансформаторы вместе с их выключателями 6 (10) кВ принадлежат предприятию Минэнерго и находятся в его обслуживании. Предприятию Миннефтепрома принадлежат и находятся в его обслуживании все остальные ячейки 6 (10) кВ, в том числе ячейки, от которых осуществляется питание НПС и районных потребителей.
Вариант И.
А. На стороне 6 (10) кВ однотрансформаторной подстанции предусматривается секционный выключатель, разделяющий шины РУ на две части: одну — содержащую ячейки районных потребителей, силовых трансформаторов, трансформаторов собственных нужд и трансформаторов напряжения; другую — ячейки НПС. Границы балансовой принадлежности и обслуживания устанавливаются по выводам секционного выключателя в сторону ячеек НПС.
Б. На каждой секции 6 (10) кВ двухтрансформаторной подстанции предусматривается дополнительный секционный выключатель, разделяющий секцию на две части: одну — содержащую ячейки районных потребителей силовых трансформаторов, трансформаторов собственных нужд и трансформаторов напряжения; другую — ячейки НПС- Границы балансовой принадлежности и обслуживания устанавливаются по выводам дополнительных секционных выключателей 6 (10) кВ в сторону ячеек НПС. Основной секционный выключатель 6 (10) кВ также должен принадлежать и находиться в обслуживании предприятия Минэнерго. Выбор того или иного варианта должен проводиться с учетом схемы питающей сети и схемы подстанции на стороне первичного напряжения. Должны учитываться также соотношения по мощности и числу присоединений НПС и районных потребителей.
При числе ячеек районных потребителей, относящихся к одной секции 6 (10) кВ, более двух должен применяться вариант II. Совмещение вариантов I и II на одной подстанции не рекомендуется. Если управление выключателями, а также питание устройства релейной защиты и автоматики осуществляется на постоянном оперативном токе от аккумуляторной батареи, то аккумуляторная батарея должна принадлежать предприятию Минэнерго и находиться в его обслуживании.

Присоединение к шинам постоянного тока, шинам выпрямленного оперативного тока и трансформаторам напряжения цепей управления выключателями, устройств релейной защиты и автоматики ячеек, принадлежащих предприятию Миннефтепрома и находящиеся в его обслуживании, должно предусматриваться через отдельные предохранители или автоматы. К оборудованию той или иной принадлежности должен обеспечиваться доступ только „своего" персонала путем применения стационарных ограждений, отдельных помещений и шкафов, имеющих двери (дверцы) с несовпадающими секретами замков. Во всех случаях должна быть обеспечена телефонная связь и простейшая телесигнализация между подстанцией и диспетчерским пунктом предприятия Минэнерго.
Таблица 34
Показатели технико-экономического сравнения вариантов сети 10 к НПС

Примечание- Расчетные затраты определены по выражению 3 =0,125 К + С,
где 0,125 - нормативный коэффициент эффективности, К - капитальные вложения; С - ежегодные издержки по варианту.
3. Магистральная блочная схема трансформатор—токопровод. Согласно указаниям Госстроя по проектированию электроснабжения промышленных предприятий (СН-174—75) для передачи мощностей на расстоянии 0,3—3 км в пределах 30—60 мВ-А при напряжении 6—10 кВ, как правило, следует применять жесткие или гибкие токопроводы. Кабельные линии в этом диапазоне мощностей целесообразны только при явном их преимуществе, выявленном на основании технико-экономического сравнения вариантов. Для электроснабжения НПС магистральных нефтепроводов нашли применение гибкие токопроводы, выполняемые на типовых опорах линий электропередачи 35 кВ. Впервые гибкие токопроводы 10 кВ в нефтепроводном транспорте были запроектированы и смонтированы для электроснабжения НПС магистрального нефтепровода Усть-Балык— Курган—Уфа—Альметьевск.
В табл. 34 в качестве примера приведены результаты технико-экономического сравнения расчетных затрат канализации электроэнергии на напряжении 10 кВ для НПС „Улу—Теляк" нефтепровода Усть-Балык— Курган—Уфа—Альметьевск. Гибкие токопроводы следует применять в тех случаях, когда представляется возможным осуществить их прохождение по территории предприятия без существенного удорожания планировки и других коммуникаций в связи с прокладкой гибких токопроводов. Сечение проводов токопровода необходимо выбирать из условия обеспечения нормального уровня напряжения у потребителя при передаче 100 % потребляемой мощности по одной цепи. Трасса токопровода должна иметь не более 2—3-х углов на I км. Это соображение диктуется относительно высокой стоимостью угловых опор.